Institut Riset dan Publikasi Indonesia (IRPI) MALCOM: Indonesian Journal of Machine Learning and Computer Science Journal Homepage: https://journal.
id/index.
php/malcom Vol.
4 Iss.
1 January 2024, pp: 317-328
ISSN(P): 2797-2313 | ISSN(E): 2775-8575
Implementation of the Risk Based Inspection Method in Storage Tanks at PT.
ABC in Determining Inspection Intervals and Methods Implementasi Metode Risk Based Inspection pada Storage Tank di PT.
ABC dalam Penentuan Interval dan Metode Inspeksi Siti Nurbayanah1*.
Johny W.
Soedarsono2.
Badrul Munir3 .
Mirza Mahendra4
1,2,3
Department Metallurgy and Material.
Faculty of Engineering.
Universitas Indonesia.
Indonesia Directorate General of Oil and Gas.
Ministry of Energy and Mineral Resources.
DKI Jakarta.
Indonesia E-Mail: 1s.
nurbayanah@gmail.
com, 2johny.
ws@gmail.
badrulmunir@gmail.
com, 4mirzamahendra@gmail.
Received Oct 12th 2023.
Revised Dec 18th 2023.
Accepted Jan 25th 2024 Corresponding Author: Siti Nurbayanah Abstract PT.
ABC is a company engaged in the trading of processed oil and natural gas in Indonesia, underscores the importance of storage tanks in the fuel distribution operation.
Despite their vital role, storage tanks often face corrosion risks due to the primary construction material, such as carbon steel.
This corrosion can lead to equipment failure, potentially damaging tank system components and even releasing products into the environment.
In the Indonesian context, government regulations (Regulation No.
32 of 2.
mandate that every storage tank for oil or natural gas in the oil and gas industry undergo technical and safety inspections.
This study focuses on a risk-based inspection using API 581 Risk Based Inspection.
This approach designs an inspection program based on the risk level associated with the equipment.
From the calculation and analysis results, it is concluded that the storage tank has a moderate risk level .
D) with the lowest remaining equipment life of 15 years .
and a maximum corrosion rate of 0.
127 mm/year.
These values are still within the permissible risk limits, indicating the need for preventive measures and proper maintenance to ensure safe and efficient operational sustainability.
Keyword: Carbon Steel.
Corrosion.
Remaining Life.
Risk Based inspection.
Storage Tank Abstrak PT.
ABC merupakan perusahaan perdagangan olahan minyak dan gas bumi di Indonesia, menekankan pentingnya tangki timbun atau storage tank dalam operasional penyaluran bahan bakar.
Meskipun vital, storage tank sering menghadapi risiko korosi karena bahan konstruksi utama, seperti baja (Carbon Stee.
Korosi ini dapat menyebabkan kegagalan peralatan, yang berpotensi merusak komponen sistem tangki dan bahkan melepaskan produk ke lingkungan.
Dalam konteks Indonesia, regulasi pemerintah (Peraturan No.
32 Tahun 2.
menetapkan bahwa setiap tangki penyimpanan minyak atau gas alam di industri minyak dan gas harus menjalani pemeriksaan teknis dan keselamatan.
Penelitian ini fokus pada pemeriksaan berbasis risiko dengan menggunakan API 581 Risk Based Inspection.
Pendekatan ini merancang program inspeksi berdasarkan tingkat risiko terkait dengan peralatan.
Dari hasil perhitungan dan analisis, disimpulkan bahwa storage tank memiliki tingkat risiko sedang .
D) dengan sisa umur terendah pada peralatan selama 15 tahun .
dan corrosion rate maksimum sebesar 0,127 mm/tahun.
Nilai-nilai ini masih berada dalam batas nilai risiko yang diperbolehkan, mengindikasikan kebutuhan untuk tindakan pencegahan dan pemeliharaan yang tepat guna memastikan keberlanjutan operasional yang aman dan efisien.
Kata Kunci: Baja.
Korosi.
Remaining Life.
Risk Based Inspection.
Storage.
Tank
PENDAHULUAN
Perusahaan PT.
ABC adalah Perusahaan yang bergerak dibidang perdagangan olahan minyak dan gas bumi di Indonesia.
Dalam pengoperasian penyaluran bahan bakar dibutuhkan penyimpanan sementara yaitu storage tank.
Tangki timbun, atau yang lebih dikenal sebagai storage tank, menjadi peralatan krusial dalam industri minyak dan gas.
Fungsinya adalah untuk menyimpan berbagai jenis fluida, termasuk minyak mentah.
DOI: https://doi.
org/10.
57152/malcom.
MALCOM-04.
: 317-328
bahan bakar minyak (BBM), dan produk hasil pengolahan lainnya .
Namun, mereka sering kali menghadapi risiko korosi karena bahan konstruksi yang umumnya digunakan, seperti baja .
Korosi menjadi faktor yang dapat menyebabkan risiko kegagalan pada peralatan dalam sektor industri minyak dan gas bumi.
Ketika terjadi kegagalan peralatan, beberapa insiden umum seperti kebocoran media proses, kerusakan parsial peralatan, dan penutupan unit tanpa perencanaan dapat terjadi secara luas.
Korosi yang tidak terkendali dapat merusak atau bahkan menghancurkan komponen-komponen sistem tangki.
Hal ini dapat mengakibatkan terbentuknya lubang atau kegagalan struktural pada tangki, yang berpotensi melepaskan produk yang disimpan ke lingkungan, menyebabkan kerugian materi dan bahkan risiko kehilangan nyawa .
Ini menunjukkan bahwa tangki penyimpanan di kilang minyak dan gas di Indonesia memerlukan perhatian lebih, terutama dalam aspek Dikarenakan pentingnya keselamatan tangki penyimpanan minyak, pemerintah mengaturnya sebagai langkah untuk mencegah kecelakaan di tangki dengan melakukan pemeriksaan teknis untuk menentukan kehandalan peralatan.
Ini adalah aspek umum yang juga diatur dalam berbagai negara dengan peraturan mereka Di Indonesia sendiri ini diatur oleh peraturan pemerintah nomor 32 tahun 2021 Setiap tangki penyimpanan yang menyimpan minyak atau gas alam dalam industri minyak dan gas harus menjalani pemeriksaan teknis dan pemeriksaan keselamatan.
Pemeriksaan teknis dan pemeriksaan keselamatan dapat dilakukan secara berkala berdasarkan suatu periode waktu tertentu atau sekali setiap empat tahun .
emeriksaan berbasis wakt.
atau hasil dari analisis risiko atau pemeriksaan berbasis risiko .
Kecendrungan Perusahaan di Indonesia menggunakan pemeriksaan berbasis waktu .
Pada penelitian akan berfokus dengan pemeriksaan berbasis risiko berdasarkan API 581 Risk Based Inspection yaitu suatu pendekatan yang digunakan untuk merancang program atau jadwal inspeksi berdasarkan tingkat risiko yang terkait dengan peralatan .
Jika suatu peralatan memiliki risiko yang tinggi, maka frekuensi inspeksi pada peralatan tersebut akan lebih sering dibandingkan dengan peralatan yang memiliki risiko rendah.
Penggunaan RBI diharapkan dapat meningkatkan keselamatan, mengurangi biaya inspeksi, maksimalkan produksi, mencegah kerusakan berat pada peralatan, dan memungkinkan inspeksi peralatan yang lebih fleksibel .
Studi oleh Purba et al.
berhasil mengoptimalkan inspeksi dengan menggunakan metode RBI yang dapat mengurangi biaya inspeksi secara signifikan .
Metode RBI memiliki potensi keuntungan yang signifikan, yaitu meningkatkan waktu operasional dan produktivitas fasilitas proses sambil tetap memperhatikan dan memelihara tingkat risiko yang setara.
Pendekatan berbasis risiko umumnya menggunakan matriks risiko dengan menggabungkan probabilitas dan konsekuensi, yang memberikan pandangan yang lebih holistik.
Meskipun penelitian sebelumnya telah melibatkan Risk Based Inspection pada berbagai peralatan dan unit dalam industri minyak dan gas bumi, untuk fluida gasoline belum pernah dilakukan.
Penelitian ini menjadi lebih mendalam karena menyoroti urgensi analisis risiko pada Storage Tank.
Tingkat urgensi ini tinggi karena tank ini beroperasi dengan fluida kerja yang sangat mudah terbakar, sehingga risiko yang terkait dengan keselamatan dan keandalan peralatan menjadi lebih kritis.
Storage Tank memiliki peran krusial dalam sistem pengolahan minyak dan gas bumi.
Melalui pendekatan ini, penelitian ini mengisi celah dalam literatur dengan memfokuskan pada analisis risiko khusus pada Storage Tank dengan fluida gasoline.
Diharapkan bahwa hasil penelitian ini akan memberikan wawasan yang berharga, memperbaiki strategi pemeliharaan, dan memberikan kontribusi pada pengembangan praktik terbaik dalam manajemen risiko dan keamanan peralatan industri minyak dan gas bumi.
METODOLOGI PENELITIAN
Mulai Studi literatur Pengambilan data :
General data NDT report .
History maintenance Maintenance Program Penentuan damage mechanism.
Corrosion rate dan Remaining life Menentukan Probability of failure dan Consequence of failure dan Risk Matrix Pembahasan dan kesimpulan Selesai Gambar 1.
Skema Penelitia Analisis RBI melibatkan dua prosedur utama, yakni perhitungan probabilitas kegagalan (POF) dan perhitungan konsekuensi kegagalan (COF).
Untuk melakukan perhitungan dan analisis RBI, diperlukan data Implementasi Metode Risk Based Inspection Pada.
(Nurbayanah et al, 2.
ISSN(P): 2797-2313 | ISSN(E): 2775-8575 inspeksi tangki selama 10 tahun terakhir.
Dikarenakan perusahaan mengalami kesulitan dalam menyediakan data lengkap, analisis kuantitatif tidak dapat dilakukan.
Risk based inspection didefinisikan sebagai suatu proses penilaian risiko dan manajemen yang difokuskan pada loss of cointainment peralatan di fasilitas industri pengolahan, yang disebabkan oleh deteriorasi material.
Komponen-komponen potensial dengan risiko tinggi mungkin memerlukan perhatian lebih dari pihak manajemen, mungkin melalui penyesuaian rencana inspeksi.
Biaya peningkatan upaya inspeksi kadang-kadang dapat diimbangi dengan mengurangi upaya inspeksi yang berlebihan di area yang diidentifikasi memiliki risiko lebih rendah .
Oleh karena itu, pendekatan semi kuantitatif menjadi solusi untuk mengatasi kendala awal tersebut.
Metode Kuantitatif merupakan metode yang menganalisis data kerusakan mesin berdasarkan dengan perhitungan data yang sudah komplek .
Pada flowchart penelitian diatas langkah pertama dilakukan itu adalah dengan mengumpulkan dan mereview dokumen teknis storage tank seperti datasheet, drawing.
Riwayat perbaikan, data UT thickness, dan inspeksi yang pernah dilakukan.
Setelah itu menentukan damage mechanism dan laju korosi serta remaining life dari storage tank.
Penilaian kondisi tangki, mengacu pada beberapa parameter sebagai berikut:
Atap Tangki Pelat atap terkorosi dengan tebal rata-rata kurang dari 0.
09 inch dalam area 100 in2 atau pelat atap yang terdapat banyak lubang harus diperbaiki atau diganti berdasarkan API 653 Sec.
Dinding Tangki Ketebalan minimum untuk tiap dinding yang telah dihitung harus tidak boleh kurang dari 0.
1 inch untuk setiap dinding berdasarkan API 653 Sec.
Dasar Tangki Ketebalan pelat dasar minimum di dasar tangkiharus lebih kecil dari setengah ketebalan pelat dasar asli .
idak termasuk tunjangan korosi asl.
atau 50% dari tmin lebih rendah tetapi tidak kurang dari 0.
1 inch berdasarkan API 653 Sec.
Projection Plate Ketebalan proyeksi pelat pada dasar di luar dinding yang diukur pada ujung lasan fillet bagian luar dasar-ke-dinding harus tidak kurang dari 0.
1 inch.
Proyeksi pelat pada bagian dasar terluar di dindingke-dasar las harus minimal 3/8 inch berdasarkan API 653 Sec.
Kemiringan.
Kebulatan.
Settlement Evaluasi mengacu pada API 653 Sec.
Minimum Ketebalan pada Dinding Tangki Ketika menentukan ketebalan minimum yang dapat diterima untuk seluruh tangki, tmin dihitung sebagai berikut (API 653 Sec 4.
: .
ycycoycnycu = Dimana:
Tmin aOe.
yaya ycIya adalah ketebalan minimum yang diperbolehkan .
Namun, tmin tidak boleh kurang dari 0.
1 in.
untuk setiap tangki.
adalah diameter nominal tangki .
adalah ketinggian dari bagian bawah shell yang sedang dipertimbangkan sampai tingkatcairan maksimum .
adalah gravitasi spesifik tertinggi darikonten.
adalah tegangan maksimum yang diijinkan .
bf/in.
gunakan yang lebih kecil dari 0.
80Y atau 0.
429T untuk bagian bottom dan dinding kedua.
gunakan yang lebih kecil dari 0.
88Yatau 0.
472T untuk dinding lain.
adalah kekuatan luluh minimum yang dari pelat.
gunakan 30,000 lbf/in2 jika tidak adalah kekuatan tarik minimum pelat yang ditentukan atau 80,000 lbf / in 2.
55,000 lbf/in2 jika tidak diketahui.
adalah nilai efisiensi sambungan untuk tangki.
Gunakan Tabel 4.
2 dari API 653 jika E tidak diketahui.
MALCOM - Vol.
4 Iss.
1 January 2024, pp: 317-328 MALCOM-04.
: 317-328
Ketebalan Minimum Dasar Tangki Metode untuk mennghitung ketebalan minimumpada dasar tangki adalah sebagai berikut (API 653 Sec.
: .
ycAycIycN = .
cAycnycuycnycoycyco ycuyce ycIycNycayca ycuyc ycIycNycnycy ) Oe ycCyc .
cIyc ycEyc ycOycEyc ) Dimana:
MRT
RTbc RTip StPr UPr adalah ketebalan minimum yang tersisa pada akhir interval Or.
adalah interval operasi layanan .
ahun keinspeksi internal berikutny.
adalah ketebalan minimum yang tersisadari korosi sisi bawah setelah perbaikan.
adalah ketebalan minimum yang tersisadari korosi internal setelah perbaikan.
adalah laju korosi maksimum yang tidak diperbaiki di sisi atas.
adalah laju korosi maksimum di sisi bawah.
Laju Korosi Laju korosi dihitung berdasar rumus berikut:
yaycuycuyci ycNyceycyco yaycuycycycuycycnycuycu ycycaycyce .
aycN) = ycIEaycuycyc ycNyceycyco yaycuycycycuycycnycuycu ycycaycyce .
cIycN) = Dimana:
t previous t initial t aktual ycycnycuycnycycnycaycoOeycycaycaycycycayco ycycnycoyce ycayceycycyceyceycu ycycnycuycnycycnycayco ycaycuycc ycycaycaycycycayco .
ycycyycyceycycnycuycycOeycycaycaycycycayco ycycnycoyce ycayceycycyceyceycu ycycyycyceycycnycuycyc ycaycuycc ycycaycaycycycayco .
Tebal sebelumnya yang diukur selama inspeksi sebelumnya.
Ketebalan pada saat fabrikasi.
Ketebalan pengukuran terakhir.
Apabila hasil perhitungan laju korosi tidak didapatkan .
hort term maupun long ter.
maka akan menggunakan perhitungan laju korosi dari standar API 581 Section 2.
14 antara lain :
Soil Side Corrosion Rate (External Corrosio.
Faktor-faktor yang mempengaruhi korosi sisi tanah adalah jenis tanah (F SR), jenis pad (FPA), pengeringan air (FTD), perlindungan katodik (FCP), desain bottom tangki (FTB) dan suhu operasi (FST) dari proses yang disimpan.
Penentuan laju korosi sisi tanah (CRS) dihitung sebagai berikut:
yaycIyc = yaycIycIyaA.
yaycIycI .
yaycEya.
yaycNya .
yaycNyaA.
yaycIycN Dimana:
CRSB
laju korosi dasar sisi tanah.
Jika data ini tidak tersedia, maka laju korosi sisi tanah dasar dapat diasumsikan 0.
13 mm/y .
Product Side Corrosion Rate (Internal Corrosio.
Faktor-faktor yang mempengaruhi korosi sisi produk adalah jenis produk (F PC), temperature operasi (FPT), system coil (FSC), dan keberadaan air di tangki (FWD).
Penentuan laju korosi sisi produk (CRP) dihitung sebagai berikut:
yaycIycE = yaycIycEyaA.
yaycEya .
yaycEycN .
yaycIya .
yaycOya Dimana:
CRPB
Laju korosi baku dari bagian produk.
Jika data tidak tersedia, maka dapat 05 mm/y .
Tingkat Korosi Kombinasi Disarankan bahwa laju korosi gabungan tidak boleh ditetapkan lebih rendah dari 2 mils per tahun.
- Opsi 1 - Dalam hal ini, laju internal dan eksternal adalah tambahan.
- Opsi 2 - Dalam hal ini, pengguna memilih yang lebih besar dari keduanya.
Sisa Umur Layan Sisa umur dari Tangki .
alam tahu.
dapat dihitung dengan rumus berikut ini:
Implementasi Metode Risk Based Inspection Pada.
(Nurbayanah et al, 2.
ISSN(P): 2797-2313 | ISSN(E): 2775-8575 ycIyceycycnyccycycayco ycoycnyceyce = Dimana:
t aktual t required ycycaycaycycycaycoOeycycyceycycycnycyceycc yaycuycycycuycycnycuycu ycycaycyce ketebalan pengukuran terakhir.
tebal yang diperlukan pada komponen, sebagai pengukuran t aktual.
Dihitung dengan rumus desain.
Mekanisme Kerusakan Seleksi mekanisme kerusakan menggunakan ASME PCC 3 sesuai kriteria yang umum terjadi dari API Penilaian Risiko Analisis risiko adalah kegiatan untuk mengidentifikasi dan menganalisis penyebab-penyebab potensial serta konsekuensi-konsekuensi yang mungkin terjadi secara kuantitatif, semi-kuantitatif, dan kualitatif.
Seperti yang ditunjukkan dalam persamaan dibawah, risiko didefinisikan sebagai kombinasi antara probabilitas terjadinya suatu peristiwa dalam suatu periode waktu tertentu dan konsekuensi dari peristiwa tersebut.
Dimana:
POF
GFF
DFt
FMS
ycIyaycIya = ycEycuya y yaycuya ycEycCya = yayayc ycu yayaya ycu yaycA Probability of Failure Generic Failure Frequency Total Damage Factor Management System Factor .
ilai average 50% API 581 Sec.
Setelah itu menentukan Total damage factor dapat dilakukan dengan menggunakan formula sebagai yayayc = yayaycEaycnycu yayayceycuycd yayaycycayca yayayaycNyaya yayaycaycycnyc yayaycoyceycayc Frekuensi Kegagalan Umum, atau Gff, adalah probabilitas kegagalan yang dikembangkan oleh API untuk jenis komponen tertentu berdasarkan data besar dari populasi industri kilang minyak, gas, dan Konsekuensi dari kegagalan, atau CoF, adalah dampak dari kegagalan tangki, dalam hal ini, kehilangan kekekalan.
CoF dapat dihitung baik berdasarkan area .
maupun berdasarkan risiko keuangan .
Konsekuensi berdasarkan area dihitung berdasarkan jenis fluida, fase, dan kondisi operasional peralatan.
Kemudian, konsekuensi keuangan dihitung langsung dengan mengalikan area yang terkena dampak dengan biaya per unit area dan kemudian menambahkannya dengan biaya gangguan bisnis dan biaya pembersihan lingkungan.
Dalam penelitian ini.
COF yang digunakan adalah level 1, atau berdasarkan area.
Berikut adalah tabel kategori PoF dan CoF menurut API 581.
Tabel 1.
Range Category of PoF and CoF
POF
Categories POF Range POF O 3.
06E-05
06E-05 < POF O 3.
06E-04
06E-04 < POF O 3.
06E-03
06E-03 < POF O 3.
06E-02
POF > 3.
06E-02
COF
Categories COF Range Area Based.
CA .
CA O 9.
29 < CA O 92.
9 < CA O 929
929 < CA O 9290
CA > 9290
PEMBAHASAN
Penelahaan dokumen teknis terkait peralatan berdasarkan kriteria yang ditunjukkan pada table 2.
Tabel 2.
Equipment Data Review
Parameter Type of Equipment
Tag No Owner
Construction Code
Value Vertical Storage Tank
T-05A
PT.
ABC
API 650
MALCOM - Vol.
4 Iss.
1 January 2024, pp: 317-328 Demineralizedce General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement MALCOM-04.
: 317-328
Parameter Type of Roof Year Built Material Specification Design Pressure Design Temperature Operating Pressure Operating Temperature Tank Diameter Tank Height Max.
Liquid Level Capacity Safe Working Capacity Fluid Service Specific Gravity Joint Efficiency Total of Shell Course Joint Type Value Fixed Roof SA 283 Gr.
ATM
55 oC
ATM
38 oC
24952 mm 11180 mm 8944 mm 038 KL
4371 KL
Gasoline Butt Weld Demineralizedce General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement General Arrangement Penelahaan dokumen terkait jenis perawatan dan inspeksi yang dilakukan pada peralatan ditunjukkan pada tabel 3.
Tabel 3.
Inspection & Maintenance History Type of Activity As Built Year Cleaning Bottom Plate Findings Acceptable criteria for as built as built engineering design calculation Acceptable criteria for dimension examination Acceptable criteria for hydrotest and magnetic particle examination Acceptable criteria for painting visual inspection Cleaning at internal bottom plate Tabel diatas menunjukkan catatan perawatan dari peralatan T-05A.
Tidak terdapat Riwayat perbaikan pada peralatan dan memiliki dokumen desain teknis yang lengkap dan sesuai dengan API 650.
Damage Mechanism Beberapa kemungkinan jenis mekanisme kerusakan yang diduga terjadi pada peralatan berdasarkan jenis material, kondisi operasi dan fluida antara lain:
General corrosion, mekanisme kerusakan disebabkan oleh komposisi fluida yang terjadi pada bagian dalam shell dan product-side di bagian bottom External Corrosion, mekanisme kerusakan yang kemungkinan terjadi pada area ekstenal shell dan soilside di bagian bottom Table 4.
Damage Mechanism Screening Fluid
Composition Gasoline Operating Kg/cm2 oC
ATM
Material Specification Carbon Steel Damage Mechanism Type Mode General Metal Corrosion Loss Atmospheric Metal Corrosion Loss Product Side Metal Corrosion Loss Soil Side Corrosion Metal Loss Remarks Internal damage factor due to fluid content at storage tank External damage factor due to atmospheric condition Internal damage factor at product-side of bottom plate External damage factor condition as A Soil-side of bottom plate A Cathodic and RPB system at tank not available based on drawing and Corrosion Rate Approach Hasil perhitungan dari laju korosi ditunjukkanpada tabel 5.
Implementasi Metode Risk Based Inspection Pada.
(Nurbayanah et al, 2.
ISSN(P): 2797-2313 | ISSN(E): 2775-8575 Tabel 5.
Result of Corrosion Rate Calculation Year Component TNom .
TPrev .
T Act .
Built Prev Insp Long Term Roof Course 1 Course 2 Course 3 Course 4 Course 5 Course 6 Annular Corrosion rate .
m/yea.
Combination Short Soil Product Pitting Term Side General Localized Note:
Maximum value of corrosion rate between Long Term and Short Term.
If corrosion rate unable to calculate, its assumed as maximum value of Soil Side.
Product Side Corrosion Rate and Combination Corrosion Rate Combination corrosion rate between Soil-Side (External Corrosio.
and Product-Side Corrosion Rate (Internal Corrosio.
determination based on API 581 Minimum thickness actual based on latest inspection data.
Thickness Approach Hasil perhitungan ketebalan peralatan ditunjukkan sesuai tabel 6 sesuai kondisi normal operasi (Max.
Fill Heigh.
Table 6.
Thickness Required Calculations Component Roof Course 1 Course 2 Course 3 Course 4 Course 5 Course 6 Annular TNom .
Tact .
1 Thickness .
Ae API 653 Calculation2 Required3 Thicknee .
NFPA 7804
Remarks5 Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Note:
Minimum thickness actual based on latest inspection data.
Detailed can be seen at Appendix B Based on calculation equation at API 653 Sec.
Minimum required thickness from API 653 Sec.
Minimum thickness considered protected against lighting as per NFPA 780 Section 7.
Acceptable when minimum actual thickness greater than required thickness Ketebalan roof pada tangki memenuhi persyaratan minimum ketebalan sesuai NFPA 780.
Namun peralatan sudah dilindungi oleh fasilitas tower penyalur petir yang tersedia pada instalasi.
Fasilitas penyalur petir direkomendasikan agar dilakukan perawatan sehingga mencukupi untuk melindungi tangki dari bahaya sambaran petir.
Plumbness Hasil pengukuran dan perhitungan dari kemiringan tangki ditampilkan pada tabel 7.
Tabel 7.
Result of Plumbness Measurement Point Angle .
Point 1 Point 2 Measurement .
MALCOM - Vol.
4 Iss.
1 January 2024, pp: 317-328 Plumbness Tollerance (A m.
Criteria Acceptable Acceptable MALCOM-04.
: 317-328 Point Angle .
Point 3 Point 4 Point 5 Point 6 Point 7 Point 8 Point 9 Point 10 Measurement .
Plumbness Tollerance (A m.
Criteria Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Note:
Acceptable when measurement lower than tolerance (API .
Settlement Hasil pengukuran dan perhitungan dari settlement tangki ditampilkan pada tabel 8.
Tabel 8.
Result of Settlement Measurement Point Measurement Measured Elevation Point 1 Point 2 Point 3 Point 4 Point 5 Point 6 Point 7 Point 8 Point 9 Point 10 Out of Plane .
Deflection Settlement
(UI)
(SI)
Permissible Out-ofplane Settlement - Smax Criteria (API .
Settlement Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Acceptable Note:
Acceptable when actual settlement lower than max-out of plumbness tolerance Permissible Out-of Plane Settlement Smax (API .
Berdasarkan tinjauan integritas pada peralatan tangki timbun sesuai perhitungan keteknikalnya, peralatan masih dalam rentang acceptable.
Hasil pengukuran ketebalan memenuhi kriteria sesuai API 653 (Ketebalan aktual lebih besar dari ketebalan yang dibutuhka.
serta hasil dari pengukuran plumbness dan settlement tangki dalam rentang yang sesuai API 653 Remaining Life Hasil perhitungan sisa umur layan sesuai kondisi operasi (Max.
Fill Heigh.
ditunjukkan sesuai table 9.
Tabel 9.
Remaining life Calculation Component Roof Course 1 Course 2 Course 3 Course 4 Course 5 Course 6 Annular Nominal Thickness .
Actual Thickness .
Required Thickness .
Corrosion Rate .
m/y.
RL .
Note:
Based on minimum thickness required from API 653 Maximum value of corrosion rate between Long-Term Corrosion.
Short-Term Corrosion Rate.
SoilSide(External Corrosio.
and Product-Side Corrosion Rate (Internal Corrosio.
determination based on API 581 Minimum thickness actual based on latest inspection data Implementasi Metode Risk Based Inspection Pada.
(Nurbayanah et al, 2.
ISSN(P): 2797-2313 | ISSN(E): 2775-8575 Hasil penilaian sisa umur layan peralatan antara lain:
Sisa umur layan terendah pada peralatan adalah 15 tahun .
Bula.
Nilai laju korosi maksimum pada peralatan adalah 0,127 mm/years Risk Assessment Berdasarkan API 581, faktor kerusakan terbagimenjadi enam jenis, yang ditunjukkan pada tabel 10.
Tabel 10.
Damage Factor Types and Descriptions Damage Factor Type Metal Metal Thinning External Damage Suspect Yes All Component Should be Checked for Thinning Oo Oo All Component Should be Checked for Atmospheric External Corrossion No Insulation Oo Oo Oo Oo Oo Oo Oo No record of NaOH No record of Amine No record of H2S Content No record of Carbonate (CO.
No record of Polythionic Acid No record of Chloride Acid No record of Hydroflouric Acid Cracking Oo No record of Hydrogen Partial Pressure Cracking Oo Cracking Oo Operating Temperature greater than MDMT/MAT Oo Atmospheric Corrosion Corrosion Under Insulation Stress Corrosion Cracking (SCC) .
Caustic or Sodium Hydroxide (NaOH) .
Amine .
H2S Content .
Carbonate (CO.
Polythionic Acid .
Chloride Acid .
Hydroflouric Acid High Temperature Hydrogen Attack (HTHA) Screening Criteria :
The material is carbon steel.
C-A Mo, or a Cr-Mo low alloy steel .
uch as A Cr-A Mo, 1 Cr-A Mo, 1A Cr-A Mo, 2A Cr-1 Mo, 3 Cr-1 Mo, 5 Cr-A Mo, 7 Cr-1 Mo, and 9 Cr-1 M.
The operating temperature is greater than 177AC .
AF) .
The operating hydrogen partial pressure is greater than 0.
345 MPa .
Mechanical Fatigue (Piping Onl.
Brittle Fracture Screening Criteria :
The material is carbon steel or a low alloy steel, see Tabel 20.
1 API 581
Minimum Design Metal Temperature (MDMT), or Minimum Allowable Temperature (MAT) is unknown .
Component is operate at or below the MDMT or MAT under normal or upset Remark Cracking Penilaian risiko pada peralatan mengacu pada API 581.
Kriteria PoF mengacu pada damage factor (DF) dan generic failure frequency (GFF).
Sedangkan CoF diestimasi menggunakan perhitungan Level 1 berbasis Hasil penilaian risiko pada peralatan ditunjukkan sesuai tabel 11.
Tabel 11.
Result of Risk Assessment MALCOM - Vol.
4 Iss.
1 January 2024, pp: 317-328 MALCOM-04.
: 317-328
Gambar 2.
Result of Risk Category Hasil penilaian risiko peralatan antara lain:
Risiko peralatan dalam kategori Medium .
D) Kategori PoF merupakan estimasi nilai akibat pengaruh faktor kerusakan internal thinning .
eneral corrosion dan productside corrosio.
dan external thinning .
oilside Corrosion and atmospheric Kategori CoF merupakan estimasi area yang terdampak karena fluida yang keluar akibat Loss of Containment pada bagian shell Inspection Plan Perencanaan dan metode inspeksi yang dianjurkan ditunjukkan pada tabel 11.
Tabel 12.
Inspection Plan and Coverage Mekanisme Kerusakan Atmospheric Corrosion Metode Inspeksi Inspeksi Visual General Corrosion UT Thickness / Scanning Product-Side & Soil-Side Corrosion UT Thickness / Scanning Cakupan Area Melakukan inspeksi visual dengan cakupan >95% pada peralatan Melakukan pengukuran ketebalan pada peralatan dengan cakupan 100% Spot UT atau > 10% Scanning UT atau >10% profil radiografi untuk area yang sudah ditentukan Inspeksi visual dengan cakupan 100%, diikuti dengan pengukuran ketebalan 100% Spot UT atau > 50% Floor Scan Roof.
Shell Roof.
Shell Bottom Rekomendasi perencanaan dan metode inspeksi yang dilakukan dari luar tanki ditunjukkan pada tabel 13.
Tabel 13.
Interval Inspection from Outside Tank Jenis Inspeksi Inspeksi Rutin InService Inspeksi Eksternal Inspeksi Pengukuran Ketebalan Paragraph API 653 Sec.
API 653 Sec.
API 653 Sec.
API 653 Sec.
Minimum Residual Life Calculation API 653 Sec.
API 653 Sec.
API 653 Sec.
Keterangan Oleh Pemilik/Operator Regulasi
Minimum
RCA/4N1
Roof Plate Shell Plate Annular Plate Corrosion Rate Unknown Corrosion Rate Known (RCA/2N.
Regulasi Interval 1 Bulan 4 Tahun 5 Tahun 20 Tahun 20 Tahun 20 Tahun - Tahun 5 Tahun 1 Bulanan 4 Tahun 20 Tahun 4 Years 15 Tahun 4 Tahun Tabel 14.
Interval Inspection from internal Jenis Inspeksi
Inspeksi
Internal
API 653
Sec.
Keterangan Inisial Inspeksi Internal Fiberglass-reinforced lining of the product-side of the tank bottom 10 Tahun Implementasi Metode Risk Based Inspection Pada.
(Nurbayanah et al, 2.
0 Tahun Interval Perencananaan Internal Inspeksi pada tahun 2.
ISSN(P): 2797-2313 | ISSN(E): 2775-8575 Jenis Inspeksi Keterangan installed per API RP 652 Installation of an internal thin-film coating as installed per API RP 652.
Cathodic protection of the soil-side of the tank bottom installed, maintained, and inspected per API RP 651.
Release prevention barrier installed per API 650.
Annex I.
Interval 0 Tahun 0 Tahun 0 Tahun Note:
RCA is the difference between the minimum measured shell thickness and the required thickness and N is the shell corrosion rate.
Internal inspection is a cummulative value based on available criteria of tanks safeguard as per Table 1 API 653.
If tank safeguards not found, the value of years should be zero .
Interval of internal inspection is the result from addition of the year built or internal inspection .
f an.
and bottom plate .
and the cumulative value of tanks safeguard criteria .
Internal bottom inspection was held at 2018, itAos recommended to perform internal bottom inspection with maximum interval period at 2028.
KESIMPULAN
Dari hasil perhitungan yang ditampilkan tabel 7 dan tabel 9 dapat disimpulkan bahwa tingkat risiko dari storage tank adalah Medium .
D) dan memiliki nilai Remaining life terendah pada peralatan adalah 15 tahun .
Bula.
serta nilai corrosion rate maksimum pada peralatan adalah 0,127 mm/years.
Nilai ini masih dalam batas nilai risiko yang diperbolehkan.
Interval pemeriksaan storange tank di atas 4 tahun, dengan batas maksimum 10 tahun.
Inspeksi teknis pada tangki penyimpanan di kilang minyak dan gas dengan menggunakan metode RBI terbukti lebih efisien dan efektif dibandingkan dengan pemeriksaan berdasarkan waktu secara UCAPAN TERIMAKASIH Kami dengan tulus ingin menyampaikan rasa terimakasih kepada semua pihak yang telah berpartisipasi dan memberikan kontribusi berharga dalam penelitian ini.
Ucapan terima kasih kami sampaikan kepada seluruh individu dan lembaga yang telah memberikan bantuan serta dukungan yang luar biasa dalam memperlancar jalannya penelitian ini.
Adapun kepada semua yang telah memberikan dukungan, nasihat, dan bantuan teknis selama proses penelitian, kami ingin mengucapkan rasa terima kasih yang sebesar-besarnya atas kontribusi yang berarti bagi kelancaran penyelesaian penelitian ini.
REFERENSI